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油田动态监测技术(一)
油田开发监测系统设计及动态监测技术要求
技术标准
目录汇编
1999年9月1 日 17:42:50
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标准名称:
油田开发监测系统设计及动态监测技术要求文件目录：
基础研究
标准性质
标准序号
标准年代号
专业
SY/T
6221
1996
发布日期
实施日期
1996年12月15日
1997年06月30日
ICS分类号采标情况
关键词
负责起草单位
是否废标
大庆石油管理局采油四厂
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6221—1996
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油田开发监测系统设计及 动态监测技术要求
1996—12—15发布 1997—06—30实施
──────────────────────────────────
中国石油天然气总公司 发布
前 言
油田开发动态监测是油田开发的基础工作。在油田开发和管理过程中，为了及时、准确、系统地录取开发动态资料，需要建立油田开发监测系统，其目的是改善油田开发效果，获得较高的经济效益。
在编制本标准过程中参考了中国石油天然气总公司1988年印发的《油藏工程管理规定》第四章“油藏动态监测”和1994年开字46号文件中有关内容。
本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：大庆石油管理局采油四厂。
本标准起草人 黄振民
目 次
1 范围 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（1） 2 油田开发监测系统设计原则 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（1） 3 油田动态监测项目及井数的确定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（1） 4 油田开发动态监测技术要求 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（3）
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6221—1996
油田开发监测系统设计及动态监测技术要求
──────────────────────────────────
1 范围
本标准规定了油田开发监测系统设计原则、动态监测内容及技术要求。 本标准适用于油田开发动态的监测。 2 油田开发监测系统设计原则
2.1 根据各油田的地质特点和开发要求确定监测内容。 2.2 油田开发动态监测系统按开发区块和层系建立。
2.3 监测井网的部署要采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法。
重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。
2.4 监测井点的部署，在构造位置、岩性、开采特点上应具有代表性，在时间阶段上要有连续性、可对比性，应针对不同类型的油田确定监测井数，
2.5 监测系统部署采用固定与非固定的方法。
2.6 监测系统中各种测试方法、测试手段要综合部署、合理安排。 2.7 选定的监测井，其井口设备和井下技术状况要符合测试技术要求， 3 油田动态监测项目及井数的确定 3.1 地层压力与温度监测
3.1.1 采油井地层压力与温度监测井数的确定
3.1.1.1 采油井地层压力与温度每年测试2次，时间间隔5～6个月，应针对不同类型的油田确定监测井数，一般规定如下：【油田动态监测技术】
a） 整装大油田（稀油 ）及50口井以上的简单断块油田，选采油井开井数30％以上； b） 50口井以上复杂断块油田，选开井数15％以上；
c） 低渗透率油田（渗透率 50×10-3μm2以下），选开井数10％～15％； d） 出砂严重及常规开采的稠油油田，选开井数10％～20％； e） 50口井以下简单断块油田。选开井数10％～20％；
f） 50口井以下复杂断块油田，每个断块选l～5口井；
g） 气顶、底水油田在气顶区、含油带、底水区各选l～5口井。
3.1.1.2 5O口井以上断块油田、整装大油田选1～10口油井测地层分层压力、每年测试1次，时间间隔不少于8个月。
3.1.1.3 复杂断块区时评价井（资料井）和部分开发准备井要进行探边测试、井间干扰试井，确定连通关系。
3.1.1.4 开发试验区监测井数比例按方案要求安排。
3.1.1.5 其它类型油田采油井地层压力与温度监测井数参照上述油田确定。 3.1.2 注水井地层压力与温度监测井数的确定
在水井地层压力与温度每年测试2次，时间间隔5～6个月，应针对不同类型油田确定监测井数，一般规定
如下：
a）整装大油田与50口井以上断块油田及常规开采的稠油油田，选开井数50％以上的注水井测地层压力与温度，固定5％的注水井测压降曲线，选1～5口注水井测地层分层压力；
b）低渗透率油田、50口井以下断块油田和复杂断块油田，选开井数10％～15％的注水井测地层压力与温度，固定2％的注水井测压降曲线；
c）注水开发的气顶、底水油田，选30％以上的注水井测地层压力与温度，固定3％的注水井测压降曲线； d）开发试验区注水井地层压力与温度监测井数比例的确定按方案要求安排。 3.2 注水井吸水剖面的监测【油田动态监测技术】
3.2.1 整装大油田及50口井以上的断块油田选注水井开井数50％以上的井作为测吸水剖面井。
3.2.2 出砂严重和常规开采的稠油油田，井口压力在35MPa以上的低渗透率油田，选30％的注水井作为测吸水剖面井。每年监测1次，时间间隔不少于8个月。其余的注水井、凡管柱正常的，在2～3年内都要测1次吸水剖面。
3.2.3 新投注的注水井，试配前要测吸水剖面。
3.2.4 开发试验区的注水井，吸水剖面监测按方案要求安排。 3.3 产液剖面监测
3.3.1 以自喷开采为主的油田，选采油井开井数30％以上的井测产液剖面。每年测1次，时间间隔不少于8个月。
3.3.2 以机械开采为主的油田，选采油井开井数的10％～15％的井测产液剖面、每年测1次，时间间隔不
少于8个月。
3.3.3 低渗透率油田，选采油井开井数的5％的井测产液剖面；复杂断块出田。每个断块区选1～2口井测产液剖面。每年测1次、时间间隔不少于8个月。
3.3.4 开发试验区的产液剖面监测按方案要求安排。 3.4 流体性质监测
3.4.1 采油井流体性质监测
选采油井开井数10％的井作为固定监测井、在井口取样，进行油、气、水性质全分析。每年取样1次，时间间隔不少于8个月、新投产油井半年后进行1次油、气、水性质全分析。
试验区油、气、水性质全分析，按试验方案要求安排。 3.4.2 注入水性质监测
选注水井开井数5％的井作为水质监测井、建立从洪水水源、注水站、污水站配水间和注水井井 口的水质监测系统，每月分析1次含铁、杂质、污水含油，其余项目每年分析l次，时间间隔不少于 5个月。 3.4.3 高压物性监测
新油田投产初期，选采油井开井数的10％～20％的井进行高压物性取样。在不同开发阶段，根据油田动态情况选择一定数量的采油井进行高压物性取样。 3.5 井下技术状况监测
3.5.1 建立油田套管防护监测系统，进行时间推移测井，监测套管井径及质量变化情况。
3.5.2 按油田综合调整方案要求进行油水井固井质量、井下工具下深。套管外窜、外漏、射孔质量、水井封隔器验封等工程质量监测。 3.6 储层物性和产层参数监测
3.6.1 在加密调整井中部署1～5口取心井，监测油层水淹、水洗及剩余油分布情况。 3.6.2 固定l～5口油井，进行碳氧比能谱测井、监测含油饱和度变化情况。 3.7 油水、油气界面监测
气顶、底水油藏选1～5口井监测油气、油水界面移动情况。每年2次、时间间隔5～6个月。 3.8 其它监测
其它监测项目及井数按油田综合调整方案要求安排。 4 油田开发动态监测技术要求【油田动态监测技术】
4.1 油水井压力监测技术要求 4.1.1 油井地层压力监测技术要求
4.1.1.1 用压力计实测井数要占采油井测地层压力井数的60％以上。 4.1.1.2 采油井测地层压力的同时要测流动压力和油层温度。
4.1.1.3 对测压力恢复曲线的采油井，压力资料要用现代试井解释软件进行分析处理 4.1.1.4 用液面恢复法监测地层压力时，必须用自动监测仪进行测试。 4.1.2 注水井地层压力监测技术要求
4.1.2.1 注水井测地层压力的同时要测流动压力和油层温度。
4.1.2.2 用井口压降法测注水井地层压力时，压降曲线高于基线以上5mm。
4.1.2.3 对测压力恢复曲线的注水井，压力资料要用现代试井解释软件进行分所处理。 4.1.3 油井流动压力监测技术要求
4.1.3.1 自喷井和用动液面折算流动压力的油井，每月测流动压力1次、时间间隔不少于20天（措施井当月开井10天以上必须测流动压力）。
4.1.3.2 潜油电泵井（装有测压阀）和过环测压井，每季度测流动压力1次，时间间隔2～3个月。 4.2 同位素吸水剖面监测技术要求
4.2.1 同位素吸水利面测井必须密闭施工，并用压力计对施工过程进行密闭监测。 4.2.2 同位素吸水剖面测井、施工井口压力严格按设计配在压力进行。
油田动态监测技术(二)
油田动态监测
油田动态监测
——应高度重视油田开发全过程的油藏动态监测工作 油藏动态监测是油藏开发中的一项重要的基础工作，它贯穿于油藏开发的始终。所谓油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段〃和测量方法，测出油藏开发过程中动态和静态的有关资料，为油田动态分析和开发调整提高第一性的科学数据。
一、动态监测的内容
油藏动态监测的内容，大致分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；油层水淹监测；采收率监测；油水井井下技术状况监测。
一）、油层压力监测
油藏在开发过程中，油藏内流体不断运动，流体的分布就不断发生变化而这种变化取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，保持有较高的油层能量，但由于油层性质对不均质性或地质构造的特点，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异。因此，研究分析油层压力的变化是十分重要的。 油层压力监测要求在油藏开发初期就测得油藏的原始油层压力，绘制出原始油层压力等压图，以确定油藏的水动力学系统；开发以后，每间隔一段时间（一个月或一季度），定期重复测定油井油层压力，绘制油层压力分布图。这样，通过不同时期的压力对比，可以比较简单而又直观地了解油层压力的重新发布和变化情况。
在油层压力监测中，除了监测油层压力的变化外，还有一个很重要
的内容就是系统试井监测。系统试井监测的内容已远远超出了压力计算的范围。通过稳定试井，可以测定较为准确的采油指数，确定较为合理的工作制度，求得油井的生产能力。也可以在不稳定的条件下运用压力恢复曲线计算油层渗流参数，分析油井完善程度，确定断层距离，估算油井控制储量，对油井的渗流条件和渗流特性可以进行十分详细的分析；利用水文勘探，干扰试井分析了解井与井之间的开发状况和开采特征。
油层压力监测主要通过井下压力计测压来实现，根据测得的压力回复曲线求得压力资料和其它试井资料。
二）、流量监测
针对油藏多油层开发的特点，由于油层性质的差异和压力水平高低不同，在同一口油井中每个层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位，产油量和产水量也是不同的。注水后或进行改造措施后，各层的产油量和产水量又有着新的不同变化；对注水井而言，在同一口注水井中各油层的吸水量也是不同的。为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量，分层注水量，就需要建立流体流量监测。
通过流体流量监测，绘制出油井各油层纵向上的产液剖面和产油剖面，根据定期监测的结果，将一口油井不同时期所测得的产液剖面和产油剖面进行对比，可以准确地了解每个油层产油量和产液量的变化情况，制定改造措施使之获得较好的开发效果。在注水井绘制出吸水剖面，同样也可根据不同时间测得的吸水剖面来了解各油层吸水量的
变化。反之，也可以间接了解相应油井各油层的产液、产油量变化。流体流量监测主要通过油田生产测井来实现。油井主要依靠73型等找水仪和连续流量计测试，求得油井分层产油剖面和产油剖面；注水井可以通过连续流量计测量注水井的注入剖面，也可以直接向注水井注入含有放射性同位素的水，经过放射性测井，测得注水井的吸水剖面。
三）、流体性质监测
油藏开发过程中，流体的性质影响流体在地下的流动，同时也涉及到地面集输的设计，因此，必须对流体性质进行监测。
开发初期要进行高压物性取样，使取得的样品能够保持原始地层油状态，然后将样品经过实验室测验，求得原油的高压物性资料。根据这些资料，绘制出油藏饱和压力平面分布图和等原始油气比图，掌握原油地下粘度、比重、体积系数、溶解系数。还要通过深井取样对天然气进行分析化验，确定其组分和性质。对地下水要确定水的类型、矿化度和氯离子含量。在深井取样的同时，也要对流体进行井口取样，通过化验，掌握在地面条件下油、气、水的物理性质。在开发过程中，仍然要定期对油、气、水进行井口取样化验，以确定流体性质的变化。
四）、油层水淹监测
注水开发的不均质油藏，水驱油的结果是有的油层水淹了，有的油层只水淹了一部分，有的油层还未水淹；对同一油层而言，水淹状况也总是不断变化。对这些情况的了解要借助于油层水淹监测。通过矿场地球物理测井，运用计算机分析，综合判断各类油层水淹情况和水
淹程度；也可以用碳氧比能谱测井，直接测得各类油层的油水饱和度，以此确定水淹情况。
五）、采收率监测
对注水开发的油藏，水驱油效率的高低直接影响到油田最终采收率。在现场，比较可靠的方法是钻检查井，通过油基泥浆钻井取的岩心和密闭取心井的岩心，在实验室进行测定求得。
六）、井下技术状况监测
油藏开发后，在注水过程中会引起某些断层的活动和泥岩层遇水膨胀，从而使地层相应产生某些蠕动，对油、水井套管产生挤压，致使套管变形，甚至错断；也可能由于注入水或地层水的腐蚀使油、水井套管变形。因此，应经常对油、水井进行必要的工程测井，检查套管接箍损伤、腐蚀、内径变化、射孔质量和管柱结构，随时掌握油、水井井下技术状况。
二、建立油藏动态监测系统
搞好动态监测，必须根据油田具体情况建立起一整套油田动态监测系统，根据不同的监测内容，确定观测点，建立监测网。动态监测系统必须遵循资料全、有代表性、有足够的样品数的原则。
三、监测资料的应用
一）、采油过程中压力的变化
1、地层压力和流动压力的变化
油田动态监测技术(三)
油田动态监测新技术应用探讨
龙源期刊网 .cn
油田动态监测新技术应用探讨
作者：吉旭慧
来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2015年第05期
摘要：能源在人们生产生活中的作用越来越重要，它提供着各项设备和工作正常运作的动力。而在不可再生能源中，比较重要的就是石油资源。近些年来，各个国家都在大力研究石油开采技术，以获取更多的石油资源。如今，我国在油田开采方面步入了高含水的阶段，这个阶段对油田动态监测有很高的技术要求。油藏动态监测是油田开发过程管理的一项重要的基础工作，它贯穿于油藏开发的始终。所谓的油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段和测量方法，测得油藏开采过程中动态和静态的有关资料，为油藏动态分析、油田调整改造、区块综合治理，油水井增产增注提供第一性的科学依据。本文主要阐述了在新的形势下，我国在油田动态监测技术方面的应用现状以及未来油田动态监测技术新的发展方向。 关键词：油田 动态监测新技术
1 油田动态监测技术的内容及应用现状
油藏动态监测的内容比较广泛，一般大致可分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；剩余油饱和度测井；采收率监测；油水井井下技术状况监测。
1.1 油层压力监测
油藏在开发过程中，由于其内部流体的不断运动而使流体在地下的分布发生一定变化，这种变化主要取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，都保持有较高的油层能量，但由于油层性质在纵向上和平面上的非均质性，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异，因此研究分析油层压力的变化是十分重要的。
目前是通过电缆或试井钢丝将测试仪器下入油层中部，测取流压、静压和压力恢复曲线及井温等资料。使用的仪器设备包括机械压力计、存储式电子压力计、直读式电子压力计，温度计等。
1.2 流体流量监测
流量监测包括油井的产出剖面监测和吸水剖面监测。
同一口油井中每个油层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位产油量和产水量也是不同的，而随着油田开发的进行，这种的不均衡也在发生着变化。同样的，注水井也存在着同样的现象。
油田动态监测技术(四)
微地震监测技术及在油气田开发中的应用新进展
【摘要】微地震监测技术在油气田开发中的应用得到快速发展，成为国内外研究的热点之一。本文介绍了微地震监测的原理以及在油气田开发中的应用新进展，重点分析总结了微地震监测技术在水力压裂裂缝监测，稠油热采状况监测，地应力监测等方面的应用情况；微地震监测技术的发展和应用为认识和开发油气田提供了有效的手段.
【关键词】微地震 监测 开发 应用
图1？微地震监测技术原理
我们假设在O点有微小地震事件的发生，让地层剪切产生错动，因为错动而出现微地震波的震源。有别于一般的地震勘探，这种的震源能量不强，差不多等同数十克炸药所产生的能量。它会向外发出子波，在时间1t处纵波及横波发射到了A点，在时间2t处纵波及横波发射到了B点。设在B点的三分量检波器检测到了P波及S波，通过对检波器得到的数据进行处理得到震源位置。
微地震监测技术是对生产活动中发生的微小地震进行勘测及研究，以此作为依据来控制生产活动的过程和结果，与地震勘探不同，微地震监测所涉及到的震源方位、发生的时间以及强度都未能知晓，根据以往记录微地震频率一般在200～1500Hz之间，震发时长不超过1s。地震记录对于微地震事件的记录，一般都脉冲清楚，同时事件越弱则频率相对更高、发生的时长更短、产生的能量更少，岩石的裂缝也会更短。震源信号被检波器检测到后进而对资料进行整理，推断震源的方位所在，此方位就表明了裂缝的所在。
2 微地震在油田开发中的应用进展
2.1 水力压裂裂缝监测
随着水力的压裂会对裂缝四周不够强厚的层面（如天然裂缝、横推断层、层理面）造成影响，稳定性不够而极易产生剪切滑动，发生 “微地震”或者是“微天然地震”这和沿断层发生的现象相似。微地震所发射的弹性波频率很高，通常在声波范围内。这种信号能够用传感器检测到，在进行数据的处理后得出震源的相关信息。
采用光缆将三分量实时采集检波器布放在压裂井旁的一个邻近井（监测井）井底对应储层深度，通过监测（压裂井）裂缝端部岩石的张性破裂和滤失区的微裂隙的剪切滑动造成的微地震信号，获得裂缝方位、高度、长度、不对称性等方面的空间展布特征。
在被诸层压裂的影响下，岩石被损坏并出现裂缝，裂缝的周围肯定会发生微小地震，之后对微震波的信号进行逐一的收集整理，便能得出微地震震源的方位，从而得到储层压裂缝的相关数据。微地震监测是现有的对储层压裂最准确、速度最快、信息量最大的监测方法。它能对储层压裂发生范围及裂缝发展动态进行全方位的信息查取，从而更有依据的对压裂工程给予评价，优化压裂的方案设计，提高压裂效率，对于低渗透油气藏的开发具有很重要的意义。
2.2 用微地震监测技术进行水驱前缘监测
油田注水同样会导致微地震的发生，通过微地震波对水驱前缘的监管测量，掌握注水开发油田有关注入水的范围及推进方向的有关情况，这可以做为加强监测活动的合理部署、增加采取量的技术依据。在进行监测前对注水井止注入10小时，使其之前的微裂缝闭合。开始之后再将其打开。在注水时，会对流动压力前缘及孔隙流体压力造成影响，从而发生微震波，这时候微裂缝会重新打开，导致微裂缝的生出，最终引起微地震。
2.3 火烧油层监测
火烧油层是用于稠油开采的技术，因为稠油粘度较大的关系，是无法在地层流淌的。往稠油层内充进空气，之后是指燃烧掉一些，这样一来剩余的稠油温度升高，粘度降低，从而能流淌到采油井中。用燃烧的方式处理稠油应该知道前缘位置，以及燃烧可以波及的范围。假如将燃烧波及范围设定偏小，进行多次的燃烧就会造成能源的浪费；假如将燃烧波及范围设定偏大，进行多次的燃烧会有一些区域无法被燃烧，也会造成资源的浪费。精准判定火烧前缘和范围，对稠油的采出以及能源的节约都有很深刻的影响。采用微地震监测技术进行火烧油层进行监测是最佳方式，在国际范围内被应用较多，但是在国内这还是具有开创性质的。2.4 地应力监测
从现在的发展看来，地应力场对于天然裂缝在油田注水开发的作用有着一定的重要性，和井网优化以及人工压裂裂缝都息息相关。根据应力的数值得出的地层破裂的压力值，可以作为设计注水压力时的根据，用应力测量的方法来研究应力场，推断出地应力和孔隙度以及渗透率存在的关联，得知地应力和油气运移之间的联系，从另一方面推断出油田高低产区和余存油量的储存位置。
3 结论与展望
（1）通过将物理信息运用到油藏的开采，使物理在油气田开采中运用得更加广泛，而对于水力压裂监测，水驱前缘监测和油藏信息的提供都取得了极其成功的实验结果，因此微地震监测技术未来的发展还是十分可观的。
.（2）微地震监测技术受到物理界的追捧，而且它的作用基础是震源的定位，在震源机制越来越深的探讨，有关参数越来越多的影响下，微地震检测技术会被越来越多的应用，它的监测结果也会越来越精准。
（3）因为在油藏开采中极高的实用性，并且技术方面的难题也已基本化解，资料的高分辨率以及较低的投入成本也为微震监测收获了更多的肯定。
（4）微地震裂缝监测可获得裂缝的准确位置图，数据结果除指出裂隙以外，还可得到相对于二维模型更快更精准的真实压裂模型数据，并作用于油气田的开采。
油田动态监测技术(五)
浅析底水砂岩油藏水平井监测技术应用
[摘 要]油田生产开发阶段的动态监测技术，主要包括开发测井技术和开发试井技术两部分内容。开发测井技术主要包括：生产动态测井，包括产液剖面测井系列、注入剖面测井系列；工程测井系列，水泥胶结评价、测量套管变形等技术系列；储层参数评价测井系列，剩余油饱和度测井系列、井间示踪剂测井技术。 [关键词]底水 水平井 监测
中图分类号：TE355.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0080-01
中原油田碎屑岩水平井开发监测技术主要为流静压测试、干扰试井等，剩余油和产剖测试起步于2012年，首先是利用PND测井方法，采用油管传输进行剩余油监测来判断水淹层段，
应用这些方法在生产中取得了一定的认识并获得了效果，为油藏的开发调整、改善开发效果和提高采收率提供有力支撑。通过近年来的不断实践，监测工艺基本能满足现场需要。剩余油监测以PND为主，产液剖面以SONDEX为主，FLAGSHIP为辅。其中机采井需要使用Y型管柱，采用电潜泵生产，工艺可行，但成本较高。从施工工艺、施工费用、找水效果综合分析，不同的找水工艺各有优缺点，有一定的使用范围。
中原油田共进行生产测井41井次，完成33井次，遇阻8井次。根据生产测井结果与油藏动态资料进行分析，指导措施挖潜22井次，有效率66.7%。
一、利用流压判断水平段下夹层展布
流、静压测试常用于判断地层能量，对于水平井，直导眼井距在250m以上，从而导致水平段下夹层展布不清楚，无法判断供液情况。采用单井流压与邻井进行对比，可以有效判断水平段下是否发育夹层。
二、水平井产液剖面的应用
目前国内外现有的水平井测井输送工艺主要有：管具输送法、挠性管输送法、爬行器输送法。中原油田主要使用爬行器输送工艺。
1、水平井产出规律研究
通过中原油田底水砂岩油藏13口井15井次产剖测试研究得出：①水平段利用率低，平均出液段占水平段的34.5%，大部分井段未得到动用（表2-7），影响开发效果及下步开发方式转换；②产液段主要与高渗段相对应，占出液段的71%。
通过对13-28井近两年四次产液剖面测井结果分析对比，堵水前产液段主要在跟端4750-4775m和趾端4963-4977m，经过堵水后主出水段跟趾段被封堵产出减少，释放了水平段中段的低渗段4826-4850m潜力，改善了产出剖面；
2、利用产剖判断出液段
数模结果表明，产出段主要与高渗段相对应。15-68井产剖结果显示供液段主要为渗透率200md的水平段，高渗段产出少，主力产出段主要为渗透率200md左右的水平段，结合轨迹与直导眼砂顶进行对比发现，轨迹的低渗段对应导眼的低渗段，但其下为高渗段，因此主出；而轨迹的高渗段对应导眼高渗段，其下发育低渗段储层，产出较少。
三、利用储层评价技术评价潜力层段
从现场18口水平井找水测试应用情况来看，油管或水力输送测剩余油达到如下目的：结合地质、生产特征能大致找出碎屑岩水平井的潜力段；
水平井储层评价的主要测井方法是脉冲中子类测井方法，脉冲中子测井作为一种成熟的储层评价测井技术，具有国产化程度高、成本低、效率高、可以过油管测量等优点，特别适合于地层水矿化度较高地区。
1、中子寿命测井
常见物质的元素中，氯（cl）是仅次于硼（B）和锂（Li）的热中子吸收剂。淡水与原油的俘获截面值几乎相等，但盐水的俘获截面值明显大于原油的俘获截面值。而地层水的矿化度常与cl离子含量有关，所以可通过中子寿命测井来区分油层和高矿化度水层。当地层水矿化度高于5万PPm时，可以用中子寿命测井确定目的层的含水饱和度Sw。中原油田主力碎屑岩区块孔隙度21%，为中孔中高渗储层，矿化度21万以上，适合中子寿命孔渗高，矿化度高的要求。
2012年以来共实施中子寿命测井4口，2口井已根据剩余油分布情况进行挖潜。其中TK143H井2012年3月以来含水在90%以上生产，为了解该井井下剩余油分布情况，2012年4月对4650-5088m段进行剩余油饱和度测井，其中射孔段为4920.0-5083.0m，测井显示该井生产井段水淹较重，前段为射孔井段含油饱和度相对较高，具有较好潜力。
2012年5月对TK143H井实施了挖潜措施，封堵水淹较重的射孔段，补孔4706-4860m，措施后日产油40.1t，含水12.1%，验证了中子寿命测试结果的准确性，为水平井有针对性的治理积累了经验。
2、PNN测井
PNN测井探测的是被地层俘获后剩余的热中子，传统中子寿命仪器探测的是地层俘获热中子后产生的次生伽马射线。由于探测的是热中子，所以在低孔隙度、低矿化度情况下，地层中俘获的中子少，剩下的中子反而多，因此就会得到较高的记数率，统计起伏较小。这样即便油水的SIGMA差异小，但是较小的统计起伏还是可以帮助把油水区分开来。这是PNN与其他传统的中子寿命仪器的主要区别。
2012年以来共实施PNN测井4口，2口井根据已剩余油分布情况进行挖潜。15-38井措施前含水92.8%，日产油1t，为了解该井剩余油分布情况，2012年5月3日中对4366-4710m井段进行了PNN测井，测井显示该井射孔段下部4645-4710m俘获截面值28-32c.u，含水饱和度85%以上，水淹较重，剩余油潜力小。4442-4465m裸眼解释为气层，PNN俘获截面值20-25c.u，含水饱和度25-45%，具有较好增油潜力。封堵原生产段后对4441-4471m进行了补孔，初期3mm油嘴生产，油压15.5Mpa，套压18Mpa，日产油15t，日产气2.43万方，含水4.7%，措施增油效果好，验证了PNN测井的准确性。表明PNN剩余油测试结果可为水平井增油控水措施的制定提供参考依据。 3、PND测井
PND中子发生器每秒输出2×108个14.3MeV的高能中子，主要是与氢原子碰撞而使速度减慢，一般通过20-30次的碰撞变为热中子。前10μs发生非弹性散射（PND-S）碰撞，接下来的1000μs产生热中子俘获（PND-C），两种反应均释放出伽玛射线。热中子被俘获，并释放俘获伽玛射线。俘获率很大程度依赖于Cl元素的含量（Cl的俘获截面=33.6Barns）。因此，PND-C适用于地层水矿化度在50000PPm以上的地层，孔隙度也是影响它的重要因素，它适应的最小孔隙度为15%，其垂直分辨率为2ft，探测半径为14″-18″。
15-48测井结果显示跟段剩余油饱和度较高，挤水泥封堵水平井段（下油组4850.0-5129.7m），射开水平井段4750.0-4835.0m，短暂自喷后停喷。下Φ56mm管式泵，泵挂1807.62m，初期56*5*5，日产液69.2t，日产油47.2t，含水27.7%。该层段累产油21444t，累产水57533t
4、TNIS测井
TNIS与其它饱和度仪器最大的不同点在于，TNIS是使用两个不同源距的He3热中子探测器来探测周围环境里（井眼和地层）经过减速后生成的热中子。能够适应不同的地层水矿化度以及较低的地层孔隙度环境下得到精确的地层饱和度参数以及成像模式直观储层评价。探测深度（0.4-0.8m），较中子寿命和PNN深（0.5-0.7m左右）。
水平井实施TNIS仅1口井。TK953H裸眼井测井解释4774.5m以后为油气层，2011年9月16日-10月6日射孔井段：4774.3-5057.0m，10月1日连续油管连续气举，最大下深2000m，油压0.3MPa，套压9.6-9.1MPa，日产液38.8m3/d，日产水38.8m3/d，未见油气。同年11月1日，为评价该井水平段是否还存在剩余油及斜井段裸眼测井解释的油水同层含油气性，对该井进行TNIS测井。测井结果表明4763.2m以后含烃饱和度为0，解释结论为水层。该井生产过程中一直高含水，与测井结果吻合。
TNIS测井作为新引进的测井新工艺，在测井技术和资料解释上都较以往的测井方式有了很大提高，测井深度、测井符合率有了进一步改进，测试结果与生产情况也相符合，但是测井相对成本较高，相对而言PNN测井在测井工艺上、仪器性能上、测井解释成果与试油结果的符合率上都具有优越性，而相对成本较低，并且在我厂有一定的推广应用的基础。
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